Условия осуществления капитального ремонта
Введение
Трубопроводный транспорт – один из самых экономичных способов передачи углеводородного сырья на дальние расстояния. Поэтому обеспечение экологической безопасности и надежности в условиях старения систем магистральных газопроводов является важнейшей задачей. Общая протяженность магистральных газопроводов России, эксплуатируемых ОАО «Газпром», составляет 156,9 тыс. км, в том числе 44,5 тыс. км – газопроводы-отводы. В транспорте газа эксплуатируются 217 компрессорных станций, в составе которых 3 629 газоперекачивающих агрегатов общей установленной мощностью 41,0 тыс. МВт.
Трубопроводные системы рассчитаны на длительный срок эксплуатации, поэтому к ним предъявляют высокие требования по долговечности и надежности. На сегодняшний день по возрасту эксплуатируемые газопроводы составляют:
- до 10 лет – 12, 7%
- от 10 до 20 лет – 27, 9%
- от 20 до 33 лет – 39, 2%
- более 33 лет – 20, 2 %
Отсюда следует, что одним из важнейших направлений по обеспечению надежной эксплуатации газопроводов является осуществление их диагностики и выборочного капитального ремонта по результатам диагностических данных и плановых обследований.
Капитальный ремонт представляет собой комплекс работ, в процессе которого ремонтируются или заменяются изношенные трубы с целью увеличения межремонтного срока эксплуатации.
В данной работе рассматривается капитальный ремонт ремонта газопровод-отвода к ГРС-127 через р.Гусиха. Отражается обоснованность вывода газопровод-отвода в ремонт, описываются технология и организация производства подготовительных, земляных, изоляционно-укладочных и других работ. В работе выполнены необходимые расчеты и приведены различные схемы и описания.
Расчетная часть
Механический расчет:
Таблица 1. «Исходные данные для механического расчета».
| Категория трубопровода | I | II |
| Материал труб по ГОСТ 30564-98 | 09Г2С | |
| Dн – наружный диаметр трубы, мм | ||
| р – рабочее давление, Мпа | 5,5 | |
| n – коэффициент надежности по нагрузке | 1,1 | |
| m – коэффициент условия работы трубопровода | 0,825 | |
| k1 – коэффициент надежности по материалу | 1,47 | |
| kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода | 1,1 | |
 – нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений
| ||
| Расчетное сопротивления растяжению R1, МПа | ||
| Расчетная толщина стенки трубопровода δ, мм | 2,7 | |
| Номинальная толщина стенки трубы δн, мм | 6,0 |
Проектируемый газопровод в соответствии со СНиП 2.05.06-85* [2] относятся:
· По давлению к I классу
· По назначению к I и II категориям
Расчет толщены стенки труб выполняется в соответствии с требованиями п. 8.22 СНиП 2.05.06-85* [2]. Расчетная толщина стенки газопровода δ определяется по формуле:
где n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по таблице 13* СНиП 2.05.06-85* [2];
Pраб – рабочее (нормальное) давление, Мпа;
Dн – наружный диаметр трубы, см;
R1 – расчетное сопротивление растяжению (сжатию), Мпа:
– нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, принимаемое по минимальному значению временного сопротивления, принимаемого по государственным стандартам и техническим условиям трубы, Мпа;
m – коэффициент условий работы газопровода, принимаемый по таблице 1 СНиП 2.05.06-85* [2];
k1 – коэффициент надежности по материалу, принимаемый в соответствии со СНиП 2.05.06-85* [2];
kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый в соответствии со СНиП 2.05.06-85* [2];
В результате расчета принимается значение толщины стенки δт, округленное до ≈ 6 мм, учитывая запас на коррозию трубопровода.
Гидравлический расчет трубопровода:
Рабочее давление в начале участка Pн= 5,5 МПа
Протяженность участка L = 26444,96м
Коммерческая производительность Qг = 2 мл.м3/сут
Диаметр МГ D =219 мм
Средняя температура газа
на участке (летний период) tср = 11 oC
Таблица 2 - Характеристика природного газа
| Компонент | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | С5Н12 | СО2 | N2 |
| Объемная доля, % | 97,07 | 2,3742 | 0,0675 | 0,0214 | 0,0057 | 0,2750 | 0,1862 |
1) Определим относительную молекулярную массу смеси 
по формуле:
где: 
- мольные концентрации компонентов в долях единицы;
- относительные молекулярные массы компонентов.
Подставив известные нам значения, получим:
2) Определим плотность смеси газов 
по формуле при стандартных условиях:
Подставив известные нам значения, получим:
3) Найдём относительную плотность смеси по воздуху 
следующим образом:
где: 
- плотность сухого воздуха; 
=1,2062 кг/м3.
Подставив известные нам значения, получим:
кг/м3
4) Динамическую вязкость смеси 
найдём по формуле:
Где: 
;
;
;
;
Подставив известные нам значения, получим:
5) Вычислим критическую температуру смеси 
:
где: 
- критические температуры смеси.
Подставив известные нам значения, получим:
6) Вычислим критическое давление смеси 
:
где: 
- критические давления смеси.
Подставив известные нам значения, получим:
Tср=284 oK по исходным данным
7) Для определения коэффициента сжимаемости 
определим приведённые параметры (температуру 
и давление 
):
; 
Подставив известные нам значения, получим:
К
МПа
8) Коэффициент сжимаемости природных газов:
.
Подставив известные нам значения получим:
9) Определим число Рейнольдса
10) Режим течения газа по трубопроводу из соотношения:
Для уточнения режима течения газа используется переходное значение числа Рейнольдса ReПЕР:
где k - коэффициент эквивалентной шероховатости труб. Приняв в соответствии с рекомендацией норм технологического проектирования k = 0,03 мм; D - внутренний диаметр.
Сравниваем Re и ReПЕР 
При Re > ReПЕР зона течения газа будет квадратичной
11) Определим коэффициент гидравлического сопротивления:
где 1,05 - коэффициент, учитывающий наличие местных сопротивлений;
Е - коэффициент гидравлической эффективности работы участка. В соответствие с нормами технологического проектирования коэффициент эффективности работы принимается равным 0,95, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а при их отсутствии Е=0,92.
12) Рассчитаем конечное давление:
Полученное значение конечного давления соответствует техническим требованиям параметрам ГРС: Pраб=5,5 МПа, Pmin=2,0 МПа.
Общая часть
Условия осуществления капитального ремонта
Основанием на проведение капитального ремонта газопровод-отвода к ГРС-127 через р.Гусиха послужило заключение ООО «Газпром трансгаз Самара». Причиной проведение капитального ремонта послужили различные дефекты трубы на всех протяженности ремонтируемого участка и снижение производительности газопровода. Данный газопровод отвод к ГРС был введен в эксплуатацию в 1991 году. Последние плановые ремонтные работы на участке газопровод-отвода к ГРС-127 через р.Гусиха проводились в 2006 году и 2012 году.
Проектом предусматривается капитальный ремонт подводного перехода путем замены русловой части подводного перехода и прилегающих участков без изменения трассы газопровода.
Прокладка газопровода-отвода предусматривается открытым способом, длина перехода составляет 244,96 м.
Прокладка газопровода предусматривается с заглублением в дно реки. Величина заглубления установлена с учетом возможных деформаций русла реки, не менее 0,5 м от величины предельного размыва русла реки в течении 25 лет, но не менее 1,0 м от дна водоема.
Для закрепления трассы газопровода на местности устанавливаются указатели с указанием на них километража, фактической глубины заложения, наименования газопровода и номера телефона эксплуатирующей организации.
В целях исключения русловой деформаций, предусматривается дно- и берегоукрепление протоки насыпкой щебня слоем 0,2 м.